Σε αναδιαμόρφωση της στρατηγικής τους ως προς το πλαίσιο χρηματοδότησης για έργα Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, προχωρούν οι τράπεζες, επανασταθμίζοντας τον κίνδυνο για όσα έργα δεν διαθέτουν συμβάσεις διάθεσης του παραγόμενου ρεύματος.
Η αστάθεια του συστήματος, αποτέλεσμα της μεταβλητότητας της παραγωγής ΑΠΕ λόγω καιρικών συνθηκών, οδηγεί κατά διαστήματα σε ακραίες μεταβολές στις τιμές πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας ή ακόμη και σε αρνητικές τιμές, φανερώνοντας μια ανισορροπία μεταξύ προσφοράς και ζήτησης, λόγω της δυναμικής επέκτασης των ΑΠΕ τα τελευταία χρόνια. Ενδεικτικό είναι πως το 43% της ηλεκτροπαραγωγής το 2024 προήλθε από ΑΠΕ, έναντι 24% το 2019. Ωστόσο, δεν μπορούμε να μιλήσουμε ακόμη για overcapacity, όπως επισημαίνουν τραπεζικά στελέχη.
Στην Ελλάδα, η υφιστάμενη εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ, συμπεριλαμβανομένων των υδροηλεκτρικών, ανέρχεται περίπου σε 16 GW, ενώ εκκρεμεί η κατασκευή και αδειοδότηση πρόσθετων έργων συνολικής ισχύος περίπου 15 GW, χωρίς να συνυπολογίζονται τα υπεράκτια αιολικά. Υπό το πρίσμα υλοποίησης μιας σειρά επενδύσεων, η συνολική δυναμικότητα των ΑΠΕ θα ξεπεράσει τον εθνικό στόχο (28 GW έως το 2030 – 65 GW έως το 2050), τη στιγμή που η ζήτηση της εγχώριας αγοράς δεν αυξάνεται με ανάλογο ρυθμό, δημιουργώντας προκλήσεις για την ευστάθεια του συστήματος. Βέβαια, αυτό ενδέχεται να αλλάξει άρδην μελλοντικά, με γνώμονα τις επενδύσεις σε data centers. Η υπερβολική ζήτηση ισχύος, με ενδεχόμενη στενότητα προσφοράς – ζήτησης, ενδέχεται να επιφέρει αύξηση του κόστους.
Τα παραπάνω, σε συνδυασμό με τις ολοένα και αυξανόμενες περικοπές παραγωγής και μάλιστα χωρίς να υπάρχει πλέον πλαφόν, δημιουργούν υψηλή αβεβαιότητα σχετικά με την παραγωγή ταμειακών ροών, κατάσταση που επηρεάζει αρνητικά τη χρηματοδοτησιμότητα ενός έργου ΑΠΕ.
Το κλασικό μοντέλο χρηματοδότησης τέτοιων έργων είναι η χρηματοδότηση μιας εταιρείας ειδικού σκοπού (SPV) με μοναδικό περιουσιακό στοιχείο το έργο ΑΠΕ και μοναδική πηγή εσόδων τα έσοδα από την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας. Γενικά οι τράπεζες για τέτοιου είδους χρηματοδοτήσεις επιθυμούν σταθερότητα και προβλεψιμότητα των ταμειακών ροών του έργου. Γι’ αυτό και τα έργα με εγγυημένη «ταρίφα» ΔΑΠΕΕΠ που υπήρξαν τα προηγούμενα χρόνια και τα έργα με Διμερείς Συμφωνίες Ενέργειας («PPAs») προτιμώνται για χρηματοδότηση από τις τράπεζες, στη βάση του ότι δεν υπάρχει μεταβλητότητα στην τιμή πώλησης ενέργειας, αλλά μόνο στην ποσότητα της παραγόμενης ενέργειας.
«Τριμάρουν» τη χρηματοδότηση σε έργα που δεν διαθέτουν «ταρίφα» ή PPAs
Σύμφωνα με τραπεζικά στελέχη, τα έργα που δεν έχουν «ταρίφα» ή «PPA» δεν έχουν κατ’ ανάγκη μια πιο «αλμυρή» – υψηλή τιμολόγηση, πρέπει όμως να έχουν χαμηλότερη μόχλευση (δανειακά προς ίδια κεφάλαια του φορέα της επένδυσης) σε σχέση με τα υπόλοιπα που έχουν «ταρίφα» ή «PPA», ώστε να διασφαλισθεί ότι το δάνειο μπορεί να αποπληρωθεί ομαλά. Αυτό βέβαια έχει αρνητική επίπτωση στην επιθυμητή απόδοση των ιδίων κεφαλαίων του επενδυτή και αποτελεί ένα σύνηθες σημείο «τριβής» που καταγράφεται μεταξύ τράπεζας και επενδυτή κατά τη διαπραγμάτευση των όρων χρηματοδότησης. Υπό αυτό το πρίσμα, τα έργα χωρίς «ταρίφα» ή «PPA» έχουν αυστηρότερους όρους χρηματοδότησης και θα συνεχίσουν να έχουν όσο οι ταμειακές τους ροές δεν είναι προβλέψιμες.
Ως προς κόστος χρηματοδότησης, δεν παρατηρείται κάποια τάση μείωσης των περιθωρίων χρηματοδότησης, καθώς αυτά αποτυπώνουν τον πιστωτικό κίνδυνο, που, τουλάχιστον σε αυτή τη φάση δεν βαίνει μειούμενος, σύμφωνα με τραπεζικά στελέχη. Βέβαια στο περιθώριο πρέπει να προστεθεί και το Euribor που έχει μειωθεί σημαντικά (από περίπου 4% στις αρχές του 2024 σε 2% σήμερα), με αποτέλεσμα τα χρηματοοικονομικά έξοδα του έργου να είναι μειωμένα σε σχέση με το πρόσφατο παρελθόν.
Σε ποια projects δίνεται προτεραιότητα
Προτεραιότητα θα δοθεί πλέον σε επενδύσεις αποθήκευσης ενέργειας, αναβάθμισης δικτύων και διασυνοριακές διασυνδέσεις ώστε να μειωθεί ο κίνδυνος αγοράς των έργων ΑΠΕ. Στην αποθήκευση έχουν γίνει κάποια βήματα, αλλά ακόμη τα μεγέθη υπολείπονται των αναγκών, καθώς εκτιμώνται σε 0,8 GW, έναντι εκτιμώμενων αναγκών 8 GW και η αδειοδότηση παραμένει αργή, όπως αναφέρουν τραπεζικά στελέχη. Γενικά, και για τα έργα αποθήκευσης οι τράπεζες προτιμούν αυτά που έχουν προστασία ή περιορισμένη έκθεση σε κίνδυνο αγοράς, που διαθέτουν δηλαδή κάποια σύμβαση Λειτουργικής Ενίσχυσης ή Συμβολαίου Διαφοράς Τιμής («Contract for Difference»).
Απαραίτητη κρίνεται η αναβάθμιση των δικτύων ώστε να μπορέσουν τα δίκτυα να διαχειριστούν τις υψηλές «αιχμές παραγωγής» που δημιουργούν οι ΑΠΕ, ιδίως κατά τις μεσημεριανές ώρες – φαινόμενο μηδενικών ή και αρνητικών τιμών – και για να είναι δυνατόν να διαχειριστούν αποτελεσματικά ένα νέο μοντέλο δικτύου, με πολλούς αποκεντρωμένους παραγωγούς ενέργειας, σε σχέση με το μέχρι σήμερα μοντέλο των λίγων και μεγάλων παραγωγών από τις θερμικές μονάδες.
Στα έργα αναβάθμισης και επέκτασης του συστήματος περιλαμβάνονται επενδύσεις σε γραμμές μεταφοράς, κέντρα υπερυψηλής τάσης, υποσταθμούς, αλλά και σε συστήματα συλλογής μετρήσεων (SCADA) και ελέγχου, ώστε να έχει τη δυνατότητα ο Διαχειριστής έγκαιρα να παρέμβει για να διασφαλίσει την καλή λειτουργία και ευστάθεια του συστήματος.
Η ανάπτυξη των διεθνών ηλεκτρικών διασυνδέσεων αποτελεί προτεραιότητα σε εθνικό και ευρωπαϊκό επίπεδο, καθώς συμβάλλει στην ασφάλεια της τροφοδοσίας και στη μεγαλύτερη διείσδυση των ΑΠΕ στην Ευρώπη. Σημειώνεται ότι το ποσοστό διασυνδεσιμότητας σήμερα είναι χαμηλό, ήτοι μόλις στο 4,5% της παραγωγής, έναντι στόχου 15% για το 2030.
Ωστόσο, όπως επισημαίνουν τραπεζικά στελέχη, οι επενδύσεις αυτές πρέπει να χρηματοδοτηθούν και λόγω του μεγάλου ύψους τους, αλλά θα πρέπει να υπάρξει συμβολή και αξιοποίηση και άλλων διαθέσιμων χρηματοδοτικών εργαλείων στήριξης, όπως το RRF, άλλα στοχευμένα προγράμματα για την ενέργεια και δάνεια από την Ευρωπαϊκή Τράπεζα Επενδύσεων. Οι ελληνικές τράπεζες άλλωστε συνδράμουν και θα συνεχίσουν ενεργά, αναγνωρίζοντας την ανάγκη υλοποίησης αυτών των έργων για τη βιωσιμότητα και την οικονομική ανάπτυξη της χώρας.
